非环状流气井两相流机理模型

史建南; 唐国龙; 吴警; 普玉浩; 刘犟; 牛小兵

doi:10.3969/j.issn.1673-8926.2013.06.019

岩性油气藏 >

2013 , Vol. 25 >Issue 6: 103 - 106

DOI: https://doi.org/10.3969/j.issn.1673-8926.2013.06.019

油气田开发

非环状流气井两相流机理模型

史建南 ,
唐国龙 ,
吴警 ,
普玉浩 ,
刘犟 ,
牛小兵

展开

1.西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川成都610500； 2.中国石油塔里木油田分公司技术发展处，新疆库尔勒841000

刘通（1986-），男，西南石油大学在读博士研究生，研究方向为油气井多相流及其在油气开采中的应用。地址：（610500）四川省成都市新都区新都大道8 号西南石油大学研究生院。E-mail：liutong697@126.com

网络出版日期: 2013-11-26

基金资助

国家自然科学基金项目“产水气井井下节流携液机理研究”（编号：51104125）资

收起

Two-phase flow model for non-annular flow in gas wells

SHI Jiannan ,
TANG Guolong ,
WU Jing ,
PU Yuhao ,
LIU Jiang ,
NIU Xiaobing

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1. State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation， Southwest Petroleum University， Chengdu 610500， China； 2. Department of Technology Development， PetroChina Tarim Oilfield Company， Korla 841000， China

Online published: 2013-11-26

Fold

摘要

针对目前气井两相流模型难以正确预测非环状流气井井筒压降和微观流动参数的问题，建立了非环状流气井两相流机理模型。首先基于液滴受力平衡和液膜桥接原理，提出了气井非环状流流型判别方法；其次根据非环状流中泰勒泡和液塞交替上升的流动特征，建立了单元体压降模型，封闭关系式中泰勒泡上升速度基于漂移模型得到，液塞含气率由Schmidt 实验数据得到。38 口非环状流气井数据评价表明，非环状流模型预测压降的相对误差仅为-1.464%。该模型能够精细描述非环状流气井多个微观参数，且计算简单。

关键词： 成藏条件; 主控因素; 差异性; 延长组; 鄂尔多斯盆地

本文引用格式

史建南 , 唐国龙 , 吴警 , 普玉浩 , 刘犟 , 牛小兵 . 非环状流气井两相流机理模型[J]. 岩性油气藏, 2013 , 25(6) : 103 -106 . DOI: 10.3969/j.issn.1673-8926.2013.06.019

Abstract

The current two-phase flow models developed for gas wells cannot be used to correctly predict the pressure losses and micro-flow-parameters for non-annular flow in gas wells. This paper established a two-phase flow model for non-annular flow in gas wells. Firstly, a non-annular flow-pattern prediction model was proposed based on the force balance of liquid droplet and the blockage of liquid film. Then a unit-cell model for pressure drop was developed according to the intermittent flow characteristics of non-annular flow. The bubble rise velocity was obtained based on drift-flux model, and the void fraction in liquid slug was obtained from the Schmidt experimental data. The evaluation data from 38 non-annular-flow gas wells show that the relative error of this model is only -1.464%. Application examples
show that the model can calculate the detailed flow parameters.

Key words： accumulation conditions; main controlling factors; difference; Yanchang Formation; Ordos Basin

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